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“十三五”电力发展关键问题研究电力过剩、煤电峰值与可再生能源消纳

袁家海2016.10.26

电力发展关键问题研究——煤电峰值与可再生能源消纳

袁家海2016.10.26

交流提纲

电力过剩从经济周期视角观察电力供应电力过剩的定性定量判断

煤电峰值已经达峰？可行性论证？

可再生能源消纳主要挑战“十三五”展望

研究发现与思考2

交流提纲

从经济周期视角观察电力供应电力过剩的定性定量判断

2

历史回顾——能源、电力消费与经济增长高度相关

1990-1998，1999-2008存在两个明显的经济

能源、电力消费的波动与经济周期性规律高度吻合

2002年从亚洲金融危机复苏后的补偿式增长得第二个周期的扩张期明显拉长、而收缩期变短

“十三五”期间的经济增长存有很大的不确定性

3

1990-2015年我国GDP\

电力消费与经济增长高度相关

两个明显的经济周期；

电力消费的波动与经济周期性规律高度吻合；

年从亚洲金融危机复苏后的补偿式增长，和2009年国家的“强刺激”政策，使而收缩期变短；

期间的经济增长存有很大的不确定性：长周期探底，还是长期低迷中？

3

能源\电力年均增速（%）

人均接近8000美元

历史回顾——一次能源消费增长也进入新常态

41990-2015年我国一次能源消费总量

八五+九五

一次能源增速% 4.1

年均增量（Mtce） 48

• “十五”能源消费增速达到12%，受重工业爆发增长直接驱动• 2012年总量达到40亿吨标煤后，绝对量的增长显著放缓

仍高达1.4亿吨标煤，2015年增量仅为4000

0

1000

2000

3000

4000

5000

1990 2000 2005 2010

一次能源消费量

一次能源消费增长也进入新常态

4年我国一次能源消费总量

八五+九五 十五 十一五 十二五

12.2 6.7 3.6

229 199 139

受重工业爆发增长直接驱动；绝对量的增长显著放缓。尽量“十二五”年均增长

4000万吨标煤，增速也放缓至0.9%。

2011 2012 2013 2014 2015

一次能源消费量/Mtce

历史回顾——从弹性系数看能源与经济增长关系

5

00.20.40.60.8

11.21.41.6

八五

2004年电力与能源弹性系数达到超过1.5的峰值，此后下降趋势明显；

若没有2009年的强刺激政策，2010年后弹性系数应不会出现反弹；

2015年电力弹性系数和能源消费弹性系数都在0.1附近，这从另一个角度说明了经济增长的乏力

除2002-2005年外，煤炭消费弹性系数显著低于能源和电力同期，2014、2015出现了煤炭消费与经济增长脱钩的现象

未来能源弹性系数会维持低位，电力弹性系数也不会再超过0.5-0.6

从弹性系数看能源与经济增长关系

5

九五 十五 十一五 十二五

能源消费弹性系数 电力消费弹性系数

历史回顾——电力需求增长与发电装机增长

6

电力需求增长与发电装机增长

6

电力需求增长

发电装机增长

现状分析——既有装机的实际和理论生产能力

装机容量（万千瓦）水电 29666抽蓄 2271煤电 88419 气电 6637 核电 2608 风电 12830 光伏 4200 生物质 1100 合计 147731

7

2015年电力装机与发电量

思考：如果2020年电力需求总量不超过6.5万亿度，2015年已有装机能否满足需求？

既有装机的实际和理论生产能力

） 发电量（亿千瓦时）10985158

37649165816951851383495

54716

7

年电力装机与发电量

仅对比煤电、光伏和风电，其中光伏取集中（1600小时）和分布（1200小时）的平均数1400小时，风电取2000小时，煤电取5000小时。

如果煤电、可再生电源机组利用率回归正常水平，目前的电力装机可发多少电？

现状分析——发电机组利用小时数逐年走低

8

2005-2015发电机组年利用小时数

2015年火电利用小时数为47年来历史最低目前的新增电源和需求增速推测，2017年后会进一步走低

发电机组利用小时数逐年走低

8

发电机组年利用小时数

年来历史最低，2016年预计在3900小时左右，按照年后会进一步走低

现状分析——系统备用率过高

9

系统备用率过高

9

满足最大负荷的备用率是电力系统的一个关键可靠性指标，一般为15%左右。当前，全国平均系统备用率为35%；东北、西北高达50%以上；机组闲置情况非常严重。

电力过剩——

电源增长与电力需求增长逐渐脱节在15%-20%的电源过剩

可再生能源从满足2020、2030非化石能源发展目标看

不是过多，而是发展得远远不够但是，机组闲置严重又暴露了局部过剩

体发展模式的深层次问题

煤电：阶段性过剩、区域性过剩

10

——基本判断

电源增长与电力需求增长逐渐脱节，当前至少存

非化石能源发展目标看，可再生能源而是发展得远远不够

机组闲置严重又暴露了局部过剩、过热，和总

vs 永久过剩、普遍过剩？

10

长期电力需求轨迹下的煤电峰值

我国人均用电量的峰值多高人均6000 vs 8000 vs 10000

“十三五”及其后需求增长的路径继续高速增长，还是进入中低速通道

电能替代与新型电力需求的不确定新一轮基础设施建设拉动电动汽车？……?

11

长期电力需求轨迹下的煤电峰值

我国人均用电量的峰值多高？10000 千瓦时甚至更高？

及其后需求增长的路径？还是进入中低速通道？

电能替代与新型电力需求的不确定？新一轮基础设施建设拉动？

11

研判：电力需求增长进入中低速通道

13

对电力需求展望设定了高低两个情景

全社会用电量（亿千瓦时

低情景

2015 55500

2016 56610

2017 57742

2018 59185

2019 60665

2020 62182

2025 70353

2030 77675

增长进入中低速通道

13

两个情景，作为电力规划的基础

亿千瓦时） 电力需求增速（%）

高情景 低情景 高情景

55500

57720 2.0% 4.2%

60028 2.0% 4.2%

62429 2.5% 4.2%

64927 2.5% 4.2%

67524 2.5% 4.2%

78278 2.5% 3.0%

88565 2.0% 2.5%

电源规划与煤电峰值

14

2016-2030年电力装机规划

2015 2016 2017 2018水电 29666 30500 31400 32300抽蓄 2271 2500 2800 3200煤电 88419 85049 87274 88675 气电 6637 7200 7800 8500 核电 2608 3450 3600 4300 风电 12830 15000 17500 20000

太阳能（PV） 4200 6400 8600 10800

太阳能（CSP） - 50 100 300

生物质 1100 1150 1200 1280 合计 147731 151299 160274 169355

取2020年煤电利用小时数45004300小时，据此规划出来高情景下的煤电装机规模是年峰值9.2亿千瓦，随后进入平台期

与煤电峰值展望

14

年电力装机规划（高情景） 单位：万千瓦

2018 2019 2020 2025 203032300 33200 34000 39500 440003200 3600 4000 11000 15000

88675 90255 92000 92000 92000 8500 9200 10000 15000 20000 4300 5000 5800 12500 19000

20000 22500 25000 35500 43000

10800 13000 15000 21000 30000

300 600 1000 4800 7600

1280 1340 1400 1700 2000 169355 178695 188200 232500 272600

4500小时，2030年煤电利用小时据此规划出来高情景下的煤电装机规模是2020

平台期。

电源规划与煤电峰值

15

若采用低速增长假设，则煤电规模在到装机峰值，之后进入加速下降通道换言之，如果2016-2017年电力需求增长年均长2.5%内，煤电规模维持2014年的水平就足够支撑电力需求

2015 2016 2017 2018水电 29666 30500 31400 32300抽蓄 2271 2500 2800 3200煤电 88419 82336 81679 80664 气电 6637 7200 7800 8500核电 2608 3450 3600 4300风电 12830 15000 17500 20000

太阳能（PV） 4200 6400 8600 10800

太阳能（CSP） - 50 100 300

生物质 1100 1150 1200 1280合计 147731 148586 154679 161344

2016-2030年电力装机规划

注：2015年为实际数。

与煤电峰值展望

15

则煤电规模在2016-2017年达到8.23亿千瓦就达后进入加速下降通道。

年电力需求增长年均2%内，2018-2020年均增年的水平就足够支撑电力需求。

2018 2019 2020 2025 203032300 33200 34000 39500 440003200 3600 4000 11000 15000

80664 79671 78596 71968 64686 8500 9200 10000 15000 200004300 5000 5800 12500 19000

20000 22500 25000 35500 43000

10800 13000 15000 21000 30000

300 600 1000 4800 7600

1280 1340 1400 1700 2000161344 168111 174796 212968 245286

年电力装机规划（低情景） 单位：万千瓦

煤电理想规模

16

高、低两个情景的煤电发展空间因为电力需求的差异呈现出截然不同的两条路径，高情景下，我国煤电合理发展空间将于情景下，煤电合理发展空间于2016

2016-2030年我国煤电发展空间

煤电理想规模

16

低两个情景的煤电发展空间因为电力需求的差异呈现出截然不同的我国煤电合理发展空间将于2020年达峰，而低

2016年达峰后一直处于下降通道。

年我国煤电发展空间

不确定性—

17

二产，特别是重工业电力需求进入平台期，是2014年以来电力需求的新特征！把握“十三五”及其后电力需求趋势，重工业的用电增长态势是其关键！

—电力需求

17

不确定性—

为了系统探讨我国未来电力需求的发展空间需求的发展空间。

18

变化趋势情景1

（低限）情景2

第一产业

正常增长 √ √

采掘业 正常增长 √ √

四大高耗能产

业

微增长

零增长

负增长 √ √传统制造业

高速增长 √正常增长 √

新兴制造业

高速增长 √正常增长 √

第三产业

高速增长 √正常增长 √

居民生活

高速增长 √正常增长 √

电力需求参数假设与情景设定

—电力需求

我国未来电力需求的发展空间，报告采用情景分析法讨论电力

18

情景3 情景4（基准）

情景5 情景6（高限）

√ √ √ √

√ √ √ √√ √

√ √

√ √√ √

√ √√ √

√ √√ √

√ √√ √

电力需求参数假设与情景设定

不确定性—

19

电力需求参数假设

变化趋势 2016

第一产业 正常增长 1.0%采掘业 正常增长 1.0%

四大高耗能产业

微增长 2.0%零增长 0.0%负增长 -2.0%

传统制造业高速增长 4.0%正常增长 2.0%

新兴制造业高速增长 8.0%正常增长 4.0%

第三产业高速增长 10.0%正常增长 8.0%

居民生活高速增长 8.0%正常增长 6.0%

—电力需求

19

电力需求参数假设

2017 2018 2019 2020 2021~20252026

~2030

1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 0.8% 0.8%1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 0.8% 0.8%2.0% 1.8% 1.8% 1.6% 1.0% 0.6%0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

2.0% -2.0% -1.8% -1.8% -1.6% -1.2% -1.2%3.9% 3.9% 3.8% 3.8% 2.4% 1.5%1.9% 1.9% 1.8% 1.8% 1.6% 1.2%7.8% 7.5% 7.3% 7.0% 5.0% 4.0%3.9% 3.8% 3.7% 3.6% 3.4% 3.0%

10.0% 9.8% 9.6% 9.3% 9.0% 6.0% 4.6%7.8% 7.6% 7.4% 7.2% 4.6% 3.6%7.8% 7.6% 7.4% 7.2% 6.0% 4.6%5.8% 5.6% 5.6% 5.4% 4.6% 3.6%

不确定性—

20

不同情景下电力需求的综合比较

从各情景的分析结果来看，2020年我国全社会用电量为千瓦时，“十三五”期间用电量年均增速

2030年全社会用电量达到7.52-9.41

—电力需求

20

不同情景下电力需求增速比较

年我国全社会用电量为6.22-6.99万亿期间用电量年均增速2.29%-4.73%。

9.41万亿千瓦时。

煤电规划目标

21

以一个较乐观的电力需求情景为基础的电力规划目标具有较高的可靠性，同时考虑了各个产业用电量正常增长的同时还预留了一部分增长空间。将电力需求高情景作为基准情景，并以其对应的电源规划目标作为煤电产能过剩规模核算的依据。

基准情景下，我国煤电发展空间预计在约为9.2亿千瓦，随后进入10

同时，分别从电量平衡、资源裕度和灵活性学性进行讨论。

煤电规划目标

21

以一个较乐观的电力需求情景为基础的电力规划目标具有较同时考虑了各个产业用电量正常增长的同时还

将电力需求高情景（年均4.2%）并以其对应的电源规划目标作为煤电产能过

我国煤电发展空间预计在2020年达峰，峰值10年左右的平台期。

资源裕度和灵活性三个角度对其科

煤电规划目标

22

从电量平衡看煤电规划目标

最低情景对应的年均用电增速是2.29%，全社会用电量6.2万亿千瓦时；基准情景中年均增速为4.2%，全社会用电量6.8万亿千瓦时；最高情景中年均增速为4.73%，全社会用电量达7.0万亿千瓦时。

煤电规划目标

22

看煤电规划目标

3900h4500h

200h↑

煤电规划目标

23

从资源裕度角度看煤电规划目标

此处假设了3个情景来讨论我国最大负荷的变化以及备用率的差异，分别为S1，S2和S3。

2015-2020 2021-2030

S1 2.00% 2.00%

S2 3.50% 3.50%

S3 5.00% 3.50%

最大负荷年均增速情景设定

S1

煤电规划目标

23

从资源裕度角度看煤电规划目标

S1情景下最大负荷增长与等效可用容量比较

煤电规划目标

24

从资源裕度角度看煤电规划目标

S2情景下最大负荷增长与等效可用容量比较

煤电规划目标

24

从资源裕度角度看煤电规划目标

S3情景下最大负荷增长与等效可用容量比较

煤电规划目标

25

从灵活性角度看煤电规划目标

间歇性电源与灵活性

煤电规划目标

25

从灵活性角度看煤电规划目标

灵活性应对措施

煤电产能过剩规模估算

26

据统计，截止2015年底，全国共有另有约1.6亿千瓦煤电项目仍有可能获得批准的项目受到“急刹车”文件影响

可预见的煤电发展路径 路径1：所有待建项目均停止产。 路径2：对于煤电3.6亿千瓦（待建项目）的潜在新建容量，除了受到的1.1亿千瓦煤电项目，其余的2.5 路径3：共计3.6亿千瓦的煤电新增容量在未来将陆续投产这相当于是煤电发展最糟糕的情景布的调控政策来看，该情景不太可能出现角度来讨论其发展路径。

煤电产能过剩规模估算

26

全国共有2亿千瓦煤电项目在建，仍有可能获得批准，其中1.1亿千瓦

文件影响。

可预见的煤电发展路径所有待建项目均停止，仅2亿在建煤电项目有序投

（2亿千瓦在建项目+1.6亿千瓦除了受到“急刹车”文件影响2.5亿千瓦煤电项目将陆续投产。

的煤电新增容量在未来将陆续投产，这相当于是煤电发展最糟糕的情景。从目前主管部门密集发

该情景不太可能出现，本报告仅从研究

煤电产能过剩规模估算

27

2020年煤电不同发展路径与规划目标比较

煤电产能过剩规模估算

27

年煤电不同发展路径与规划目标比较

过剩对煤电经济性

28

设定三个情景展望煤电经济性

基准情景（2015年）：根据网电价、直购电比例和利用小时数等参数估算的新建项目的资本金投资回报率。 展望情景1（2020年）：考虑改造、全国碳市场运行、直购电量比例进一步提高电价水平进一步降低等因素； 展望情景2（2020年）：还煤电利用小时的影响。

煤电经济性的影响

28

设定三个情景展望煤电经济性：

根据各省份当年实际煤价、上直购电比例和利用小时数等参数估算的新建煤电

考虑上网电价下调、超低排放直购电量比例进一步提高、直购；还考虑了在建项目全部建成对

煤电经济性

29基准情景-全国各省煤电LCOE

基准情景（2015年）：根据各价、直购电比例和利用小时数等参数估算的新建本金投资回报率。

0.20-0.300.30-0.350.35-0.400.40-0.450.45+

煤电经济性分析

29 基准情景-全国各省煤电全投资IRR

各省份当年实际煤价、上网电直购电比例和利用小时数等参数估算的新建煤电项目的资

＜0%-6.6%6.6%-8%8%-12%12%-15%15%+

煤电经济性

30展望情景1-全国各省煤电LCOE

展望情景1（2020年）：仅考虑上网电价下调造、全国碳市场运行、直购电量比例进一步提高平进一步降低等因素

0.20-0.300.30-0.350.35-0.400.40-0.450.45+

煤电经济性分析

30 展望情景1-全国各省煤电全投资IRR

仅考虑上网电价下调、超低排放改直购电量比例进一步提高、直购电价水

煤电经济性

31展望情景2-全国各省煤电LCOE

展望情景2（2020年）：除了上述政策因素外建项目全部建成对煤电利用小时的影响

0.20-0.300.30-0.350.35-0.400.40-0.450.45+

煤电经济性分析

31 展望情景2-全国各省煤电全投资IRR

除了上述政策因素外，还考虑了在建项目全部建成对煤电利用小时的影响。

煤电经济性

32

典型省（区）分析

典型省份全投资内部收益率变化趋势

煤电经济性分析

32

典型省份全投资内部收益率变化趋势

煤电经济性

33

煤电调控任重道远——搁浅资产的经济代价巨大

上网电价（元/kWh) 煤价（元/吨煤） 利用小时数

0.37 321 4500

60万千瓦煤电厂经济性关键参数假设

60万千瓦煤电厂投入产出情况（亿元）

过剩1.6亿千瓦

搁浅资产价值初始投资+正常回报要求

2.8万亿2.8万亿

煤电经济性分析

33

搁浅资产的经济代价巨大！

利用小时数 直购电比例直购电下电价降幅

（元/kWh）4500 10% 0.06

万千瓦煤电厂经济性关键参数假设

亿千瓦

过剩1.6亿千瓦煤电的经济代价（万亿元）

搁浅资产价值=初始投资+税金正常回报要求

万亿！！万亿！！

煤电经济性

34

550

936

30130230330430530630730830930

1030

亿元

煤电经济性分析

34

644

468

年均搁浅价值

可再生能源发展

可再生装机规模全球第一，机组闲置严重

发展速度迅速,但2015年5%电力的占比仍距国家目标相距甚远

35

可再生能源发展

机组闲置严重,利用效率低下

电力的占比仍距国家目标相距甚远

35 Lu，et al. Nature Energy（2016.June）

可再生能源发展——

政策框架 可再生能源法 标杆电价政策（煤电标杆电价

贴）（落实不力） 可再生能源电价附加（ 可再生能源发展财政专项基金 可再生能源配额制（2016

36

——总体政策框架

煤电标杆电价+可再生能源补

（基金欠账严重）可再生能源发展财政专项基金

2016年引入，未落实）

36

可再生能源发展——

37

2015.03 • 《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见

2015.11 • 《关于有序放开发用电计划的实施意见

2016.02 • 《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知

2016.03 • 《2016年能源工作指导意见

2016.03 • 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法

2016.05 • 《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知

2016.07• 《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知

——近期政策梳理

37

中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》

关于有序放开发用电计划的实施意见》

地区可再生能源消纳工作的通知》

年能源工作指导意见》

可再生能源发电全额保障性收购管理办法》

光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》

关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》

可再生能源发展政策评价

38

风电利用小时数无法得到切实保障2016年5月，主管部门对不同资源区核定了保障收购年利用小时数，然而从2016年上半年的利用水平来看平很难得到切实保障。

地区 保障数 2016

内蒙古 2000

新疆 1900

甘肃 1800

吉林 1800

黑龙江 1900

2016年上半年风电重点地区风机利用水平

可再生能源发展政策评价

38

风电利用小时数无法得到切实保障主管部门对不同资源区核定了保障收购年利用小

年上半年的利用水平来看，风电机组利用水

2016年上半年 完成比例

1024 51.2%

578 30.4%

590 32.8%

677 37.6%

836 44.0%

年上半年风电重点地区风机利用水平

可再生能源发展政策评价

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风电上网电价无法得到切实保障2016年7月，云南省物价局提议均撮合成交价作为云南省风电、2016年7月，甘肃省下发文件，原则中规定，新能源发电企业参与交易时在每度电上至少要让利0.25元才有可能拿到发电权。2016年6月内蒙古自治区进行了蒙西电网首次电力无限价挂牌交易，其中风电参与交易价差为网电价0.05元/千瓦时。2015年，在直购和发电权交易等政策已有所实施的情况下国内有些新能源企业已将区域标杆电价全部让出分发电权，发出零电价信号，仅得国家补贴

可再生能源发展政策评价

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风电上网电价无法得到切实保障云南省物价局提议，“参照云南省水电企业平

、光伏标杆上网结算电价”。，决定“弃水保风光”，交易

新能源发电企业参与交易时在每度电上至少要让。

月内蒙古自治区进行了蒙西电网首次电力无限价挂其中风电参与交易价差为：0.2272元/千瓦时，折算上

在直购和发电权交易等政策已有所实施的情况下，国内有些新能源企业已将区域标杆电价全部让出，为了获得部

仅得国家补贴。

可再生能源发展政策评价

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风电投资收益无法托底一方面风电利用小时数无法得到保障价也面临调整的风险，这样一来然成为一个问题。

典型省份风电项目经济性现状

可再生能源发展政策评价

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一方面风电利用小时数无法得到保障，另一方面，风电上网电这样一来，风电项目的投资收益水平必

典型省份风电项目经济性现状

可再生能源发展政策评价

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低经济性下，“十三五”规划目标能否完成

风电经济性与规划目标

可再生能源发展政策评价

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规划目标能否完成？

风电经济性与规划目标

可再生能源发展政策评价

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市场化发展机制有待建立“现有补贴模式难以维系”：源电价附加征收标准从之前的1.5从颁布通知到正式执行仅两天之隔加满足补贴的紧迫性。然而，可再生能源基金的欠账依然超过500亿元“市场化是方向，也是地方政府的自发选择成了地方政府电改方案中消纳可再生能源的“两难选择”：如何通过市场化机制保障可再生能源的可持续发展？

可再生能源发展政策评价

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市场化发展机制有待建立：从2016年1月1日起，可再生能1.5分/千瓦时提高到1.9分/千瓦时。

从颁布通知到正式执行仅两天之隔，一定程度上反映了增加附可再生能源基金的欠账依然超过

也是地方政府的自发选择”：“降价消纳”成了地方政府电改方案中消纳可再生能源的“不二”选择。

如何通过市场化机制保障可再生能源的可持

可再生能源发展政策建议

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在市场化方向下补贴和价格模式

1st • 收益=标杆上网电价（

2nd• 收益=市场交易电价*市场交易电量（FIT）*保障电量

3rd• 收益=（市场交易电价易电量

4th• 收益=（市场交易电价易电量

5th • 补贴退出：收益=市场交易电价

风电发展政策

可再生能源发展政策建议

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在市场化方向下补贴和价格模式，由“FIT”向“FIP”转变

（FIT）*保障电量

市场交易电量+标杆上网电价

市场交易电价+浮动补贴（FIP））*市场交

市场交易电价+固定补贴（FIP））*市场交

市场交易电价*市场交易电量

发展政策模式转变路径

研究发现

我国当前的电源发展速度与结构长趋势严重不匹配。告别短缺后“调结构、提效率与促转型”

9.2亿千瓦是煤电装机峰值的上限最大负荷和可再生并网的灵活性保障来看现实合理性和可行性

煤电装机规模尽快达峰，无论是对煤电自身经济性的维持对系统效率的贡献，还是对可再生能源发展

然而，在建煤电机组存量巨大台有现实可操作性的后续煤电调控政策

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研究发现

我国当前的电源发展速度与结构，和新常态下的电力需求增告别短缺后，新时期电力规划的核心是

”

亿千瓦是煤电装机峰值的上限，无论从满足电力需求、最大负荷和可再生并网的灵活性保障来看，这一目标都具有

无论是对煤电自身经济性的维持，还是对可再生能源发展，都大有裨益

在建煤电机组存量巨大，国家需要统筹考虑、尽快出台有现实可操作性的后续煤电调控政策

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煤电产能调控路径

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对2019年预计至少达到的 “核准未建机组全部停建”

投产新煤电机组 “淘汰3000万”：所在省区未来无可再生能源的灵活性

保障需求，20万千瓦及以下能效不达标机组关停，

“封存4000万”：所在省区未来有保障可再生能源的灵活性需求，10-20万邻近退役机组暂时封存进入辅助服务市场，未来择机退役

“改造4000万”，改造一批以系统深度调峰为主，作为

煤电产能调控路径

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年预计至少达到的10.8亿煤电机组，建议”：确保2019年及其后不再新

所在省区未来无可再生能源的灵活性万千瓦及以下能效不达标、濒临退役纯凝

所在省区未来有保障可再生能源的灵万邻近退役机组暂时封存，仅作为备用

未来择机退役改造一批30-60万千瓦主力机组，未来

作为电力型机组参与电力市场。

煤电产能调控路径

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煤电产能退出路径及调控目标

煤电产能调控路径

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煤电产能退出路径及调控目标

化解煤电产能过剩的政策机制

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煤电调控政策组合拳： 长远方向是加快市场化建设策机制 但是不能简单地交给市场题。 解决投资决策盲目性，一方面要加强顶层能力建设提高国家和跨区域、跨领域的规划科学性和执行力度 同时要加快市场监管机制建设科学预测和优化能力、信息共享能力和机制开评价机制、各种利益相关方的参与机制 在市场有效竞争和长效监管机制完善之前的底线不能放弃、不能放松

化解煤电产能过剩的政策机制

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：行政+监管+市场是加快市场化建设，建立市场化电源投资决

不能简单地交给市场，试图靠竞争解决所有问

一方面要加强顶层能力建设，跨领域的规划科学性和执行力度。

同时要加快市场监管机制建设，包括行业自律机制、信息共享能力和机制、必要的公

各种利益相关方的参与机制，等。在市场有效竞争和长效监管机制完善之前，行政调控

不能放松！